“兩步法”相控隨機建模在延長油田儲層描述中的應用

王 宏，王蓓蕾，王成俊

（陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院）

“兩步法”相控隨機建模在延長油田儲層描述中的應用

王 宏，王蓓蕾，王成俊

（陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院）

延長油田低滲透砂巖儲層的地質建模具有儲層描述資料少、精度低、不確定性因素多的特點。文中采用“兩步法”相控隨機建模技術，以密井網測井解釋資料為基礎，結合巖心分析、生產動態(tài)等已知信息，先建立相控巖相模型，再以此為約束條件進行孔、滲屬性建模，來減少儲層描述的不確定性。以延長油田BLC油區(qū)為例，應用“兩步法”相控隨機建模技術，建立了符合該油區(qū)實際生產狀態(tài)的低滲透砂巖地質模型，為區(qū)塊合理開發(fā)決策和改善油田開發(fā)效果提供了地質依據。

相控建模；隨機建模；儲層描述；延長油田

延長油田BLC油區(qū)位于鄂爾多斯盆地的東北部，屬于安塞三角洲沉積體系，物源方向為北東—南西向。該區(qū)油藏主要受構造控制，局部也受到巖性的影響，多是以構造控制為主的巖性-構造復合油藏。長22儲層碎屑巖體系表現(xiàn)為碎屑成分以長石為主、石英次之，顆粒大小不均勻，層內、層間滲透性差異較大，顆粒粒度偏細。由于孔、滲參數(shù)受沉積相帶、成巖壓實和后生成巖變化的影響，導致砂巖粗細分布不均，儲層非均質性嚴重[1］。三維地質建模技術可以對儲層的非均質性進行高密度的定量表征，提供井間儲層參數(shù)的米級或10米級的變化[2］。“兩步法”相控隨機建模技術能夠降低隨機模擬算法的不確定性，所建立的相模型與孔、滲模型在空間上相互匹配，與所研究的地質現(xiàn)象相吻合，可以輸入到油藏數(shù)值模擬中，以提高油藏動態(tài)預測的可靠性。

1 “兩步法”相控隨機建模

1.1 隨機模擬

隨機模擬是指利用已知的信息，以隨機函數(shù)為算法，應用隨機模擬方法，人工合成可選、等概率和高精度的反映變量空間分布的模型，其能夠反映出參數(shù)的細微變化[3］。隨機模擬算法對優(yōu)化方案設計、降低風險提供了重要的參考資料，但不能給出最優(yōu)的地質模型結果[4］。

1.2 相控隨機建模

為了降低隨機模擬的不確定性，應給隨機模擬算法加上約束條件，如沉積微相平面分布范圍等，這樣就會大大降低儲層預測的不確定性[5］。沉積微相圖代表沉積單元在不同沉積環(huán)境時的平面分布狀況，平面上沉積環(huán)境不同會導致儲層性質差異較大。相控建模就是基于此發(fā)展起來的一項盡可能降低儲層預測的不確定性的建模技術[6］。

相控隨機建模是以密井網測井解釋資料為基礎，以沉積微相平面分布圖作為邊界條件，采用隨機建模算法建立儲層巖相及其內部孔、滲屬性的模型[7］。但由于同一微相內部，垂向上的巖相差異較大且孔、滲屬性值域較寬，導致相控條件下的巖相模型與孔、滲屬性模型匹配性較差，即好的巖相內部往往出現(xiàn)孔、滲屬性低值，而差的巖相內部則出現(xiàn)孔、滲屬性高值。

1.3 “兩步法”相控隨機建模

為了解決相控隨機建模存在的巖相模型與孔、滲屬性模型匹配性較差的問題，可采用“兩步法”相控隨機建模技術。相控建模時，先將巖相這一離散型變量改為連續(xù)型變量，以平面上不同微相內部的巖相值域范圍作為約束條件建立相控巖相模型，然后建立該模型約束下的孔、滲屬性模型。此種建模方法不僅與所研究的地質現(xiàn)象吻合，還能避免大多數(shù)連續(xù)變量模型對于平穩(wěn)性或均質性的嚴格要求[8］。

2 研究區(qū)儲層特征

BLC油田產層為長22油層，油層平均埋深為750 m，平均孔隙度為16%，平均含油飽和度為55%，平均滲透率為17.9 mD。油藏主體為CaCl2水型，部分為NaHCO3水型。

2.1 地層精細對比

BLC油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中東部[9］，含油層系屬長22亞段。利用自然伽馬、自然電位、聲波時差的曲線形態(tài)分析該區(qū)213口井，通過剖面閉合對比，將目的層段長22亞段劃分為5個沉積單元，即 5 個小層，分別為長 221、長 222、長 223、長 224、長225小層。

2.2 儲層“四性”關系特征

2.2.1 巖性特征

根據巖心觀察，含油砂巖均為細砂巖，結合試采資料表明，BLC油田儲層巖性下限為細砂巖，即細砂巖以上儲層可作為有效儲層。

在2007年所取的87.46 m長的巖心中，共取得油跡以上油砂41.13 m，其中油跡砂巖6.42 m，占油砂總數(shù)的16%；油斑砂巖28.3 m，占油砂總數(shù)的68%；油浸砂巖6.41 m，占油砂總數(shù)的16%。結合鄂爾多斯盆地同類油田對比分析，BLC油田儲層含油巖性下限為油斑細砂巖。

2.2.2 物性特征

該區(qū)儲層物性分析資料統(tǒng)計表明，油藏屬中孔、低滲儲層類型。孔隙度分布于4.0%～20.7%，集中分布于14%～20%，平均為16.1%，屬中孔儲層；滲透率分布于0.1～218.0 mD，集中分布于10～50 mD，平均為36.4 mD，屬低滲儲層。有效儲層物性下限為：孔隙度8%、滲透率0.43 mD。

儲層孔隙度與滲透率具有明顯的正相關性，其相關系數(shù)達到0.82，即隨著儲層孔隙度的增大，滲透率值也相應增大（圖1）。

圖1 孔隙度與滲透率關系圖Fig.1 The relationship between porosity and permeability

2.2.3 孔隙度測井解釋模型

建立孔隙度測井解釋模型，可以看出聲波時差與孔隙度二者之間具有較高的正相關性（圖2），其測井解釋模型為式中：φ 為孔隙度，%；Δt為聲波時差，μs·m-1。

圖2 聲波時差與孔隙度關系圖Fig.2 The relationship between acoustic time and porosity

2.2.4 儲層含油性與電性關系

（1）有效儲層的確定

通過測井解釋或試油得出，有效儲層分為油層、油水同層、含油水層、水層，無效儲層為干層。根據試油規(guī)范，結合該區(qū)試采狀況，確定了層屬性的劃分標準：①油層，含水率＜40%；②油水同層，40%＜含水率＜80%；③含油水層，80%＜含水率＜95%；④水層，含水率＞95%。

試采資料分析表明，該區(qū)生產井以油水同層居多，其次是含油水層和油層，極少數(shù)為水層。

（2）含油性與電性關系

地層水礦化度的大小決定了油層電性響應特征的高低。BLC油區(qū)地層水礦化度分布特征研究表明（圖3）：該油區(qū)存在2種地層水水型，一種為分布于斷層以北的構造主體部位的CaCl2水型，礦化度為40 000～55 000 mg/L；另一種為分布于斷層以南的構造東南端的NaHCO3水型，礦化度＜10 000 mg/L，2種水型的礦化度相差約5倍。

圖3 BLC油區(qū)地層水礦化度平面分布圖Fig.3 The planar distribution of reservoir water salinity in BLC oil region

根據射孔層段的電性特征以及試采層段的屬性特點，選取了歸一化處理后的深感應電阻率Rild和地層電阻率Rt作為判別油水層的依據，按照地層水礦化度的高低分別建立測井解釋綜合圖，測井解釋標準見表1。

表1 不同地層水礦化度下的測井解釋標準Table 1 The standard of well logging interpretation underdifferent reservoir water salinity

圖4 高礦化度地區(qū)（左）和低礦化度地區(qū)（右）測井綜合解釋圖Fig.4 The comprehensive well logging interpretation in high salinity region （left） and low salinity region （right）

2.3 BLC油區(qū)沉積特征

延長油田BLC油區(qū)沉積體系具有寬廣的三角洲平原相，為曲流河—三角洲平原亞相發(fā)育區(qū)，發(fā)育河道沉積[10］。BLC油區(qū)長22亞段沉積模式主要為三角洲平原相沉積，曲流河河控平原亞相，沉積微相以河道砂微相為主，少量為堤岸微相[11-13］。

（1）河道砂微相。該微相沉積細砂巖，塊狀層理、無粒序構造，顆粒磨圓為次棱—次圓，分選中等；單層厚度較大，一般在5～7 m，常為多期河道疊加形成；物性相對較好，平均孔隙度為14%～16%，是該油田主要儲集層。測井曲線特征為：自然電位、自然伽馬表現(xiàn)為箱狀結構，層內均質程度較高，除非存在泥巖、鈣質夾層；聲波時差曲線一般不發(fā)生漸變過程，而是垂向加積的過程。

（2）堤岸微相。該微相為水流過大時溢出河道的沉積產物，或在曲流河凸岸水體變淺、流速變緩時的產物，有時統(tǒng)稱為漫灘沉積，常發(fā)育交互水平層理。巖性主要是薄層細砂（厚度2～3 mm）與碳質灰?guī)r，其次為質純的灰色泥巖，沉積厚度一般為20～30 cm，夾于厚層砂巖之間，以隔夾層的形式出現(xiàn)，一般為一期河道沉積末期的產物。自然伽馬曲線反應比較明顯，經測試為非滲透層，水平滲透率一般小于0.2 mD，這對油氣的分布與聚集起到了一定的隔檔作用。

結合以上分析進行巖相劃分，并繪制長22儲層沉積微相平面圖（圖5）。

圖5 BLC油區(qū)長22儲層沉積微相平面圖Fig.5 The sedimentary microfacies of Chang 22reservoir in BLC oil region

3 三維地質模型的建立

3.1 三維構造模型

精細的構造模型是儲層描述的基礎[14］，它可為后續(xù)沉積微相模型和儲層物性參數(shù)模型提供邊界信息。構造模型是根據斷層模型和層面模型建立起來的，斷層模型主要表現(xiàn)為單個斷裂面形態(tài)刻畫和多個斷層空間配置的擬合關系；層面模型反映的是地層界面的三維分布，疊合的層面模型即為地層格架模型[15-16］。

本文所建構造模型采用了10 m×10 m×0.5 m的網格，建立BLC長22地層構造模型。從構造模型來看（圖6），BLC油區(qū)構造形態(tài)與區(qū)域構造一致，為相對平緩向西傾斜的單斜構造，油田范圍內東西海拔高度差僅30 m。同時由于差異壓實作用，形成向西延伸多條長度不一的小型鼻狀隆起，隆起幅度一般在4～6 m，隆起寬度一般在1～2個井距，延伸長度為2～4個井距。該區(qū)構造東南部的Z169井與Z4井之間發(fā)育一條小型高角度正斷層，斷面傾向東南，傾角約70°，斷距約40～50 m。

圖6 BLC油區(qū)長22亞段構造模型Fig.6 The tectonic model of Chang 22reservoir in BLC oil region

3.2 沉積相模型

以前文的沉積相分析和所繪制的沉積微相平面分布圖作為約束條件，采用“兩步法”相控隨機建模技術進行巖相建模，建立BLC油區(qū)長22油藏相控巖相三維模型（圖7）。該巖相模型描述了砂體的空間展布，河道與物源方向均為北東—南西向，沿河道方向砂體連續(xù)發(fā)育，縱向上單砂體相互疊置，自下而上砂體厚度逐漸增大、連片性逐漸增強，為建設性三角洲平原沉積。

圖7 BLC油區(qū)長22亞段巖相模型Fig.7 The lithofacies model of Chang 22reservoir in BLC oil region

3.3 孔、滲屬性模型

孔隙度和滲透率，二者的分布規(guī)律受巖相的影響較大，且多呈正態(tài)分布。在建立孔、滲屬性模型時，以巖相為約束條件，對加載的屬性數(shù)據進行地質統(tǒng)計與數(shù)據分析，利用分析結果建立孔隙度和滲透率模型，能夠確保模型的真實可靠性。從圖8可以看出，孔隙度模型、滲透率模型是在沉積相邊界的約束下建立的，并且滲透率與孔隙度有很好的相關性。

結合以上建立的巖相與屬性模型可以得出，河道砂微相主體部位砂體厚度大、孔隙度和滲透率值較高，是該區(qū)有利的儲集砂體；平面上砂體連片發(fā)育，呈條帶狀分布，砂體連續(xù)性和連通性好。這與油田的生產認識是一致的，能夠為油田生產提供可靠的地質依據。

圖8 BLC油區(qū)長22儲層孔隙度模型（a）和滲透率模型（b）Fig.8 The porosity model（a） and permeability model（b） of Chang 22reservoir in BLC oil region

4 結論

（1）“兩步法”相控隨機建模技術，是先建立相控巖相模型，再以此為空間約束條件進行孔、滲屬性建模，這樣不但可解決相控隨機建模的弊病，而且能更加準確地反映實際地質情況。

（2）BLC油區(qū)長22亞段沉積模式主要為三角洲平原相沉積，曲流河河控平原亞相，沉積微相以河道砂微相為主，少量為堤岸微相。

（3）應用“兩步法”相控隨機建模技術在延長油田BLC油區(qū)建立的儲層地質模型，其巖相模型與屬性模型在平面與縱向上的匹配性好，能夠為該區(qū)油藏增儲上產和深度開發(fā)調整提供地質依據。

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Application of“two-step” facies-constrained stochastic modeling to reservoir description in Yanchang Oilfield

WANG Hong， WANG Bei-lei， WANG Cheng-jun
（Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co.Ltd.， Xi’an 710075， China）

The geological modelingfor lowpermeabilitysandstone reservoir in YanchangOilfield is

characterized by lack of data,poor accuracy degree and more uncertainty factors for reservoir description.Based on densewelllogginginterpretation,the“two-step”facies-constrainedstochasticmodelingmethodcombiningwith core analysis and production performance are used toestablish the facies model,and then carryout the porosityand the permeability modeling,in order todecrease the uncertainty for reservoir description.Taking BLC oil region in Yanchang Oilfield as an example,the“two-step”facies-constrained stochastic modeling method is applied to establish the lowpermeability sandstone reservoir model suitable for the actual production status in this area,which provides geological foundation for reasonable development decision and improvingdevelopment effect.

facies-constrained modeling；stochastic modeling；reservoir description；YanchangOilfield

TE348

A

1673-8926（2011）04-0110-05

2011-03-21；

2011-05-20

陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院項目“特低滲透油藏提高采收率配套技術先導試驗及推廣應用”（編號：ycsy2010xjs-A-02）資助。

王宏，1982年生，男，碩士，主要從事石油開發(fā)地質、油藏描述、油藏數(shù)值模擬與提高采收率的研究工作。地址：（710075）陜西省西安市高新區(qū)科技二路75號陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院。E-mail：raskay@163.com

涂曉燕）